Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной
Номер в ГРСИ РФ: | 68761-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 68761-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
Поверка
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
68761-17: Описание типа СИ | Скачать | 115.3 КБ | |
68761-17: Методика поверки МП 206.1-136-2017 | Скачать | 863.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее -счеткики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ARIS МТ200 (далее - УСПД), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС), коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПАО «РАО ЭС Востока», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее -ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО "АТС", АО "СО ЕЭС" и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени (далее - УСВ), на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС), встроенного в УСПД. Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. От УСПД происходит коррекция часов сервера БД и счетчиков ИИК. Сравнение времени сервера БД со временем УСПД осуществляется каждый час. Коррекция часов сервера БД и УСПД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД более чем на ±3 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и УСПД не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД при каждом сеансе связи, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±3 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО (модулей ПО) |
ПК «Энергосфера» pso metr.dll |
Номер версии ПК «Энергосфера» |
7.1 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
6C38CCDDO9CA8F92D6F96AC33D 157A0E |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэне ргии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ГТУ-ТЭЦ в г.Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной, КРУЭ-110 кВ, яч. 1, КЛ-110 кВ «ГТУ-ТЭЦ-ПС 2Р» |
CTIG Кл. т. 0,2S 600/1 |
VDGW2-110X Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ARIS MT200 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
2 |
ГТУ-ТЭЦ в г.Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной КРУЭ-110 кВ, яч. 2, КВЛ-110 кВ «ГТУ-ТЭЦ-ПС Зеленый угол» |
CTIG Кл. т. 0,2S 400/1 |
VDGW2-110X Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ARIS MT200 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
3 |
ГТУ-ТЭЦ в г.Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной КРУЭ-110 кВ, яч. 3, КВЛ-110 кВ «ГТУ-ТЭЦ-ПС СИ» |
CTIG Кл. т. 0,2S 600/1 |
VDGW2-110X Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ARIS MT200 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
4 |
ГТУ-ТЭЦ в г.Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной КРУЭ-110 кВ, яч. 4, КЛ-110 кВ «ГТУ-ТЭЦ-ПС 1Р» |
CTIG Кл. т. 0,2S 400/1 |
VDGW2-110X Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ARIS MT200 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
5 |
ГТУ-ТЭЦ в г.Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной КРУЭ-110 кВ, яч.5 ШСМВ-110 кВ |
CTIG Кл. т. 0,2S 1000/1 |
VDGW2-110X Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ARIS MT200 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
6 |
Г азотурбинная установка Г-1, линейные вывода турбогенератора в составе газотурбинной установки Г-1 |
ВСТ Кл. т. 0,5S 4000/1 |
UKM 24/3 Кл. т. 0,2 10500:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ARIS MT200 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
7 |
Г азотурбинная установка Г-2, линейные вывода турбогенератора в составе газотурбинной установки Г-2 |
ВСТ Кл. т. 0,5S 4000/1 |
UKM 24/3 Кл. т. 0,2 10500:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ARIS MT200 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
8 |
Г азотурбинная установка Г-3, линейные вывода турбогенератора в составе газотурбинной установки Г-3 |
ВСТ Кл. т. 0,5S 4000/1 |
UKM 24/3 Кл. т. 0,2 10500:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ARIS MT200 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 |
ГТУ-ТЭЦ в г.Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной КРУ6 кВ, Рез.С-6 кВ яч. 58. КЛ-6 кВ Ф-25 «ПС Стройиндустрия- ГТУ-ТЭЦ» |
ТЛП-10-6 Кл. т. 0,5S 1000/5 |
ЗНОЛПМ-6 Кл. т. 0,5 6300:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ARIS MT200 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 9 от 0 до плюс 30 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ПАО «РАО ЭС Востока» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
9 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,9 |
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
- коэффициент мощности cos9(sin9) |
от 0,5 инд. до 0,8 емк |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C |
от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков и УСПД, °C |
от -40 до +60 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики: |
165000 |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: |
88000 |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации | |
Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
направлениях, сутки, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее УСПД: |
10 |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
направлениях, сутки, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Сервер: | |
- хранение результатов измерений и информации | |
состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
CTIG |
55676-13 |
15 |
Трансформатор тока |
ВСТ |
58147-14 |
9 |
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
30709-11 |
3 |
Трансформатор напряжения |
VDGW2-110X |
42563-09 |
2 |
Трансформатор напряжения |
UKM 24/3 |
51204-12 |
18 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛПМ-6 |
35505-07 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.16 |
36697-12 |
8 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
ARIS МТ200 |
53992-13 |
1 |
Сервер |
IBM System Х3650 M4 |
- |
1 |
Окончание таблицы 4
1 |
2 |
3 |
4 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-136-2017 |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-136-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03 августа 2017 г.
Оновные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.16 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД ARIS МТ200- по документу «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки. ПБКМ.424359.005», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13 мая 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения